Глава Укрэнерго Всеволод Ковальчук: Энергетические накопители energy storage актуальны, как никогда

01.02.2020 – Уважаемые читатели и посетители сайта! Представляем вашему вниманию вторую часть интервью исполняющего обязанности председателя правления ПАО НЭК «Укрэнерго» Всеволода Ковальчука. Первую часть интервью читайте здесь.

— Много было разговоров, что запуск рынка вспомогательных услуг сделает привлекательными инвестиции в маневровые мощности генерации. А где инвесторы?

— Условия этого рынка утвердило предыдущее правительство в конце июня 2019 года. Мы немедленно подвергли их критике, потому что были разработчиками своей версии условий.

Там не содержится никаких гарантий для инвесторов. Но важно не превратить инвестиции в рынок вспомогательных услуг, в инструмент легких денег, который приведет к дальнейшему росту стоимости электроэнергии.

Конкурсы не проводятся, потому что в них никто не принимает участие. А без конкурсов новые инвесторы боятся идти в Украину.

Если бы рынок заработал с существующими украинскими компаниями, на нем сформировались бы цены, можно было бы сделать прогнозы. Тогда инвесторы заинтересовались бы. Но для них должны быть сбалансированы государственные гарантии.

Если в Германию инвесторы готовы заходить с IRR (Internal Rate of Return, внутренняя ставка доходности) 3%-5%, то в Украине на 15% идти не хотят, на 20% — думают, и бегут, лишь на 25%. Притом, на других маржинальных рынках, например – в Южной Америке – та же ситуация.

Но, если у вас есть выбор – больше платить за электроэнергию, или иметь постоянные отключения, то, что вы выберете?

— Условно IRR 25% сегодня у «зеленых». Но, по вашим словам такое, же надо дать и инвесторам в маневровые мощности для вспомогательных услуг. В чем разница? 

— Там другая ситуация. Если бы сказали зеленым: «Вы окупаете свои инвестиции за четыре года, а дальше вы идете в рынок». Это было бы справедливо. Но «зеленый» тариф рассчитан на десятилетия.

  1. Рыночное влияние «ГарПок» на ценообразование нужно ликвидировать

— Из-за теплой погоды и падения промышленного производства потребление электроэнергии в стране снизилось. В отдельные часы диспетчеру Укрэнерго придется ограничивать генерацию.

Очевидно, что когда ограничивается дорогая генерация (ТЭС, ТЭЦ, ВИЭ), цена на рынке падает, а когда ограничивается дешевая генерация (АЭС, импорт из РФ или Беларуси), то цена растет. В декабре 2019 — январе 2020 гг. цена на рынке в сутки наперед (РСВ) в ОЭС выросла. 

Какими принципами руководствуется диспетчер, чтобы решить, какой вид генерации ограничивать?

— Вы далеко не первый, кто задает такие вопросы, намекая, что Укрэнерго намеренно ограничивает импорт электроэнергии, чтобы повысить цену на рынке. На ваши вопросы, что вы задали, я покажу вам один график.

Ключевым моментом в этом графике является 10 декабря 2019 года, когда правительством были приняты изменения в положение о возложении специальных обязанностей (изменения в постановление №483 о PSO в электроэнергетике согласно которым, операторам передачи и распределения нужно закупать ресурс для технологических потерь на рынке, а не по фиксированным ценам, как раньше).

Ограничение импорта Укрэнерго осуществляет, исключительно руководствуясь интересами безопасности системы. Но вы можете посмотреть, что в середине ноября (19-29 ноября), импорт был разрешен на уровне 2,5 ГВт, но цена не падала.

Наоборот, в начале декабря (4-9 декабря), диспетчер вводит ограничения на импорт, но цена все равно падает.

Это противоречит логике, что импорт позволяет уменьшить цену. С 10 декабря вступает в силу новая модель PSO. И начинаются проблемы с ценой. С тех пор ни дня нет больших объемов разрешенного импорта.

— Почему мы вы считаете, что импорт не влияет на цену электроэнергии? 

— Во-первых, импорта объективно мало (за 5 первых месяцев работы рынка импорт в ОЭС Украины из РФ и Беларуси составил 1,7% от общего потребления).

Во-вторых, основные импортеры не всегда продают ресурс на рынке на сутки вперед (РСВ). Преимущественно это – трейдеры из промышленных групп, которые продают своим же предприятиям по двусторонним договорам.

Между дозволенным импортом и ценой электроэнергии на РСВ корреляции нет.

— Почему же тогда в декабре цена пошла вверх?

— Имеется корреляция с остальной частью графика. С заявками «ГарПок». ГП «Гарантированный покупатель» формирует цены на рынке на сутки наперед. Рыночное влияние «ГарПок» на ценообразование нужно ликвидировать.

— Можете ли подтвердить информацию о злоупотреблениях «ГарПок», когда он выставляет на продажу объем дорогой электроэнергии выше фактически имеющегося объема? В результате, невыкупленный объем «выпадает» на балансирующий рынок, как положительный небаланс и продается с дисконтом 30% от рыночной цены. Из-за этого цена на рынке остается высокой.

— Глобально – да. Есть проблема, что объем заявленной на продажу электроэнергии на РСВ больше объема фактически произведенной электроэнергии. Думаю, на эту тему вам нужно брать комментарии у «ГарПок».

Эта проблема стала актуальной после того, когда согласно изменениям в PSO, с 10 декабря «ГарПок» получил возможность выставлять не фиксированную ценовую заявку в 560 грн./МВт*ч на РСВ, а заявку с ценой, какую выставит сам (с ограничением до 1600 грн. днем).

По сути, эти изменения в PSO «выпустили джина», что может влиять на ценообразование в ручном режиме. Сегодня реально влияют на ценообразование НАЭК «Энергоатом» и «ГарПок».

Когда в такой государственной компании, как «ГарПок» есть монопольный статус, она могла бы сдерживать цену. Так, например, происходит во Франции. Но в Украине у такой компании есть внутренний конфликт.

«ГарПоку» надо заработать, чтобы заплатить зеленой генерации и перекрыть убытки от поставки электроэнергии населению по цене PSO.

  1. Нам нужно постоянно поддерживать 1000 МВт вторичного резерва

— Все же, есть ли правила, которые прописывают порядок ограничения диспетчером того или иного вида генерации в случае профицита? 

— Надо прекратить использовать понятие «профицит» или «дефицит» электроэнергии. Когда мы принимаем решение по ограничению импорта или генерации, мы не руководствуемся принципами «дефицит-профицит» вообще. Главный принцип это поддержание необходимого объема резервов.

— Что это значит?

— Нам нужно постоянно поддерживать 1000 МВт вторичного резерва. На самом деле, нужно по тысяче первичного, вторичного и третичного (различаются скоростью набора мощности).

Первичный резерв мы и так поддерживаем за счет параллельной работы с энергосистемами Беларуси и РФ – сейчас, а в будущем – с ENTSO-E.

А вторичный резерв нам надо иметь на случай, если произойдет внеплановое отключение одного из 13 атомных энергоблоков мощностью 1000 МВт.

Что означает вторичный резерв 1000 МВт? Это означает, что мы должны обеспечить автоматическое включение дополнительной мощности в течение 30 секунд с последующим увеличением генерации, о чем диспетчер предупреждает за 15 минут.

Таким параметрам отвечают ГЭС, ТЭС, ТЭЦ, могут быть задействованы АЭС. Также можем использовать мощность из РФ. Но объем дополнительного перетока может быть не больше, чем 100 МВт/ч. в час. Значит, мощность в отдельные моменты может быть выше, но за час – не более 100 МВт/ч.

Теперь считаем. Условно – 100 МВт с РФ. ГЭС «Укргидроэнерго» могут дать 400 МВт в течение 3-5 часов в сутки. Потому что теплая зима и нет воды…

— Почему не относите мощность гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) в резерв? 

— Мы вынужденно используем ГАЭС для оперативной балансировки системы. Вообще-то они для этого не предназначены. Они должны сглаживать суточные графики: работать на закачку в ночные провалы потребления и производить электроэнергию в утренние и вечерние пики потребления.

Днестровская ГАЭС не удобна для текущего регулирования. Исключается один энергоблок и выпадает 420 МВт мощности. Чем его заменять?

Диспетчерское регулирование – это не простая задача. Все упрощает его через понятие «дефицита-профицита». Но есть еще динамические изменения во времени. Темпы принятия решений. Например, уменьшилась скорость ветра – выпали ВЭС. Ветер же не предупреждает диспетчера за 15 минут, что его не будет.

— Если учесть РФ и «Укргидроэнерго», сколько надо иметь резервов на ТЭС? 

— Традиционно на ТЭС мы стараемся держать резерв 600 МВт. Что это значит? Для того чтобы иметь резерв 600 МВт на ТЭС, надо постоянно иметь не менее 1000 МВт ТЭС в работе.

Например, энергоблок ТЭС мощностью 200 МВт должен постоянно работать с мощностью 150 МВт, чтобы мы в любой момент могли «разогнать» его до 200 МВт. Если мы «тушим» блок, то вместе с генерацией 150 МВт потеряем 50 МВт вторичного резерва.

Но когда мы вошли в теплую зиму 2019-2020 гг., нам нужно «вставить» в систему и «Энергоатом», у которого 10 блоков работают (10 тыс. МВт).

Надо обеспечить работу ТЭС, потому что кроме электроэнергии они вырабатывают тепло. Значит, хотя бы по одному блоку на каждой станции (сегодня в ОЭС Украины 11 ТЭС) должны работать. Еще добавляется около 1,2 тыс. МВт.

Также 2 тыс. МВт зимой дают ТЭЦ, которые работают для обеспечения теплового режима.

И добавляется, например, 1000 МВт, которые генерируют ветропарки. Напомню, что электроэнергия ВИЭ оплачивается даже в том случае, когда она не потребляется.

В итоге мощность генерации становится больше, чем весь минимальный спрос. А система должна быть в балансе при импорте «ноль».

Что в таком случае делает диспетчер? Он дает команду атомной генерации на разгрузку. Или – ветровой генерации. Потому что мы не можем разгрузить ГЭС, мы и так их держим в резерве. И не можем разгрузить ТЭС, потому что они и так работают на минимальной мощности.

Вопрос операционной безопасности на первом месте. Давайте спросим у потребителя: ты хочешь, чтобы на 5% дешевле была энергия, но чтобы каждые 5 часов исчезало напряжение?

  1. Профицит электроэнергии по факту потребления, но не на рынке на сутки вперед

— Как происходит импорт из РФ, если российское «Интер РАО» продает ровным графиком, а диспетчер Укрэнерго вводит ограничения на импорт?

— В Украину он не идет ровным графиком. Я думаю, неравномерность может влиять на то, что российский импорт трейдерам стоит дороже.

Это создает почву для безосновательных заявлений с их стороны в адрес Укрэнерго о том, что якобы мы помогаем ДТЭК.

А ДТЭК жалуется в НКРЭКУ, обвиняя нас в том, что мы ограничиваем его ТЭС и ВЭС в пользу импорта. Замкнутый круг.

Сейчас за сутки диспетчер в среднем дает 250 команд по оперативной безопасности. И это очень много. С другой стороны, то, что нас критикуют и импортеры, и зеленые, и владельцы ТЭС, и «Энергоатом» – говорит о том, что мы действительно независимы и никому не нравимся.

Также есть проблема в том, что электроэнергии продается намного больше, чем на самом деле потребляется. И в каждый час диспетчер сразу автоматически входит с небалансом.

— Можете ли коротко ответить на простой вопрос: почему при профиците электроэнергии цена на рынке растет?

— Физический профицит появляется по факту потребления, а не на рынке в процессе заявок на продажу и покупку. Ложное утверждение если в системе есть ограничение, то на рынке профицит.

Но ценообразующим для всех сегментов рынка является рынок на сутки вперед (РСВ). Это около 30% рынка.

Соответственно, надо смотреть на заявки из спроса и предложения на РСВ в конкретный момент времени. А там, как я уже говорил, есть много фиктивного спроса, который толкает цену вверх.

— Вопрос «торговли воздухом» на РСВ решается? 

— Да. Сейчас пытаемся это сделать вместе с НКРЭКУ.

  1. Экспортер должен оплачивать транспортировку электроэнергии

— Как вы прокомментируете долги ДТЭК перед Укрэнерго за передачу электроэнергии? ДТЭК обнародовал позицию, что эти долги касаются экспорта. И они якобы являются незаконными, поскольку такой нормы нет в Кодексе системы передачи. 

— Экспортер должен платить тариф на объем экспорта электроэнергии. Логика в том, что за передачу электроэнергии импортера платит украинский потребитель. А экспортированная электроэнергия продается за пределами страны, поэтому тариф на ее передачу конечный потребитель не платит.

То, что все экспортеры должны платить, получается из нормативных документов НКРЭКУ и дополнительно закреплено в разъяснении регулятора для тех, кто не понял. Плата за транспортировку экспорта учтена НКРЭКУ в тарифе Укрэнерго на передачу.

Мы дали нашу позицию по этому поводу. Думаю, в ближайшее время НКРЭКУ внесет соответствующие изменения в Кодекс, что уберет любые дискуссии по этому поводу.

— Платят ли за передачу электроэнергии другие экспортеры, кроме трейдера D.Trading, что входит в ДТЭК? 

— Да. Другие экспортеры платят тариф. В год экспортируется около 5 млн. МВт/ч. Если умножить эту цифру на тариф Укрэнерго – 166 грн./МВт*ч, получается 830 млн. грн. в год.

Если бы экспортеры не платили эти деньги, мы бы не могли осуществлять свою деятельность.

  1. Теперь ДТЭК стало гораздо труднее выкупать и не использовать сечение для импорта из Словакии

— Как получилось так, что в конце декабря средневзвешенная суточная цена на РСВ в торговой зоне Бурштынского острова (БуОс) впервые упала ниже аналогичной цены в ОЭС Украины? 

— Проблема ценообразования в «БуОс» была в том, что там единственным конкурентом генерации ДТЭК был импорт из Словакии (согласно информации НКРЭКУ, ДТЭК искупал сечение для импорта из Словакии, но не импортировал электроэнергию, чтобы не позволить уменьшение цены в «БуОс»).

В конце ноября 2019 года мы договорились со Словацким системным оператором и завели увеличенный объем пропускной способности со словацкой подстанции «Вельке Капушаны».

Было 400 МВт технически возможной мощности импорта, а стало 650 МВт. Это моментально дало временное сильное снижение цены в острове Бурштынской ТЭС. И после этого энергохолдингу ДТЭК стало гораздо труднее выкупать и не использовать сечение для импорта из Словакии.

БЦ: Примечательно, что именно во время увеличения возможности импорта из Словакии, «ДТЭК Западэнерго» начала шантажировать местную власть отключением Бурштынской ТЭС «из-за импорта электроэнергии из России», который технически невозможен в «БуОс».

— Увеличение пропускной способности позволило преодолеть злоупотребления ДТЭК в «БуОс» с блокированием импорта? 

— Объективности ради надо сказать, что не поставляла не только ДТЭК, но и другие трейдеры. Дело в том, что наши ночные прайс-кэпы, предельная цена продажи на РСВ, в ночные часы составляет 1103 грн./МВт*ч, ниже, чем рыночная цена в Словакии ночью. Поэтому это было не выгодно.

Были отдельные трейдеры, которые загружались только в те часы, в которые нужно и на 100% использовали выкупленное сечение. Но почему это не уменьшало цену в «БуОс» раньше? Потому что была большая конкуренция на эту маржу.

В отдельные недели цена пересечения на аукционах Укрэнерго доходила до 350 грн./МВт*ч. То есть 12-15 евро за МВт*ч платили нам за право импортировать. А там вся маржа – 20 евро на МВт*ч в максимуме.

Поэтому выгоду от такого импорта получал не потребитель, а системный оператор. Но мы направили деньги, осуществили замену трансформаторов и подняли пропускную способность.

К слову, деньги, полученные на аукционах по доступу к сечению, после уплаты налогов, мы можем использовать только как инвестиции на расширение сечения.

Следующий шаг – это реконструкция подстанции «Мукачево». Мы потратим на нее несколько десятков миллионов гривен в этом году. Это увеличит возможность импорта из Словакии до 800 МВт.

Третья стадия, более серьезная – строительство вместе со словацким системным оператором SEPS второй линии соединения параллельно. Это многолетний проект. Он завершится не ранее 2025-2027 года, потому что на их стороне много проблем с отводом земельных участков.

— Объясните, почему в Словакии цена электроэнергии постоянно ниже, чем у нас? А, например, в Румынии и Венгрии – выше? Соответственно, в Венгрию и Румынию мы годами продаем электроэнергию, а из Словакии – импортируем. 

— В Румынии и Венгрии географически «заперты» энергосистемы. Нет достаточных соединений с другими странами. К тому же, у них спрос на электроэнергию больше, чем собственное производство. Они всегда были дефицитными, еще с советских времен. Но тогда существовала энергосистема «Мир» и мы поставляли им электроэнергию.

После развала СССР они перестали получать электроэнергию от нас и начали получать из стран Европы.

Поскольку у них очень долго идет период оценки строительства линий электропередачи, то две большие линии по 400 кВ, которые должны были соединить Словакию и Венгрию, до сих пор в начальной стадии строительства. Экспорт из «БуОс», или транзит через Украину был для них надежным покрытием дефицита.

— А почему в Словакии дешевый ресурс? 

— Словакия находится в выгодном географическом положении. Страна — транзитер. В ней очень много соединений с соседними странами: Чехией, Австрией, Польшей. Через них она может получать «зеленую» электроэнергию из Германии или атомную – из Словении.

Все эти страны имеют избыточную мощность электрической генерации. Поэтому в Словакии наименьшие внутренние цены на электроэнергию в Европе. И нам выгодно развивать сечение из Словакии для импорта в отдельные часы. А также выгодно развивать пересечения с Румынией и Венгрией для того, чтобы конкурировать за экспорт туда.

— Можно ожидать ли, что при расширении сечения со Словакией, цена электроэнергии в «БуОс» продолжит снижение?

— Да. Естественно.

  1. Существующий механизм PSO я считаю злом №1 среди нынешних проблем рынка

— Какая самая большая проблема рынка сейчас?

— Это механизм PSO. Перекрестное субсидирование населения – это зло для рыночных условий. Но перекрестное субсидирование, которое осуществляется не правильно – это еще большее зло.

Раньше был единый котел (ГП «Энергорынок»), где перемешивался весь ресурс. А теперь есть котел, в котором перемешивается половина ресурса («ГарПок»), что дискриминирует права отдельных участников.

Из-за этого «Энергоатом» остался в стороне от рынка двусторонних договоров. Модификация PSO не решила эту проблему. Большая часть потребителей, которые не являются населением, не имеют доступа к электроэнергии «Энергоатома». Конкуренция искажена.

Перед открытием рынка все считали, что «Энергоатом» получит большую рыночную власть. Но из-за существующего механизма PSO такая власть перешла в «ГарПок».

Существующий механизм PSO я считаю злом №1 среди нынешних проблем рынка.

— А что является злом №2?

— Проблема №2 на сегодня – это механизмы работы на рынке двусторонних договоров и РСВ. Они приводят к чрезвычайно высокой волатильности цены.

Из-за этого невозможно делать качественные прогнозы, а поставщики электроэнергии вынуждены закладывать в цену риски. Соответственно, конечный потребитель не испытывает никакой пользы от периодических снижений цены.

Выгоду от низкой цены получают лишь крупные предприятия, которые напрямую работают на тех или иных сегментах рынка, или вертикально-интегрированные компании.

В разных странах такая проблема решается по-разному. Например, во Франции есть госпредприятие, которое формирует специальный фонд для буферного сдерживания. Когда цена на рынке низкая, предприятие зарабатывает деньги, а когда цена высокая, оно работает в убыток, компенсируя поставщикам разницу в цене.

— Какие еще проблемы? 

— Также является проблемой непрозрачный рынок двусторонних договоров. Как известно, сейчас государственные предприятия должны проводить аукционы на Украинской энергетической бирже (УЭБ), а частные ни в чем не обязаны.

Но форма собственности не должна определять правила игры. Либо все продавайте по биржевым инструментам, либо никто в продажах не участвует.

Еще одна проблема в том, что нет нормальных финансовых инструментов для рынка. УЭБ – это не биржа, а лишь площадка, где одни участники могут договориться с другими людьми о соглашении.

Поэтому как можно быстрее надо вводить полноценный рыночный механизм, полноценный клиринг (полные расчеты) на всех сегментах рынка, кредитование и финансовые гарантии.

Кроме того, у нас к этому времени есть «каста неприкасаемых», они могут себе позволить не платить за электроэнергию. Но правила должны быть едины для всех.

Также большой проблемой является качество коммерческого учета у операторов системы распределения (ОСР, облэнерго). Эта проблема до сих пор не решена. И переход на нормальные ежедневные расчеты, как это происходит в Европе, без повышения качества данных, которые предоставляют ОСР, невозможен.

Это проблемы, которые я идентифицирую как основные на рынке электроэнергии.

  1. Чем позже будет решение об ограничении зеленых, тем хуже будет для страны

— Зеленая генерация является проблемой для рынка? 

— Зеленые создают финансовое бремя для потребителя и увеличивают объемы небалансов. Но если объективно посмотреть, то объемы небалансов от плохо работающих рыночных механизмов больше, чем от ВИЭ.

Проблемой в этой сфере является то, что не определено, кто и каким образом будет платить зеленый тариф. Но большим злом является то, что эта проблема не решается.

В период этой неопределенности мы одновременно и уничтожаем инвестиционный климат, за который все переживают, и углубляем проблему финансового бремени от «зеленых». Чем позже будет решение, тем хуже будет для страны.

— Может ли Укрэнерго по своему усмотрению не выдавать технические условия на подключение объектов ВИЭ?

— В текущей нормативной базе – не может. Мы не можем отказать никому в выдаче технических условий. Например, кто-то придет и скажет, что хочет построить 100 ГВт солнечных панелей (крупнейшая в стране Покровская СЭС ДТЭК имеет 0,3 ГВт). Покажет, что у него есть под это земельные участки, согласно процедуре. Мы выдадим ему технические условия на 100 ГВт солнца.

Но впишем туда наше право ограничивать его генерацию без компенсации тогда, когда мы считаем нужным. И он должен будет построить сетей на два миллиарда долларов, чтобы иметь возможность подключить эти 100 ГВт.

Если вы посмотрите на технические условия, которые выдавало Укрэнерго во второй половине 2019 года, абсолютное большинство содержит положения о возможности ограничения мощности без уплаты компенсации. Это спорный вопрос. Я считаю, что его нужно вводить в законодательное поле.

— Раньше у вас была идея, чтобы Укрэнерго закупило стореджи (промышленные аккумуляторы). Уже отказались от нее? 

— Нет. Энергетические накопители (energy storage) актуальны, как никогда. До сих пор есть план построить 220 МВт аккумуляторов. Например – для балансировки зеленых, из-за которых весной нам не будет хватать 1000 МВт резерва.

Это будет первая такая сложная весна, потому что очень много запустилось ВИЭ в 2019 году.

Автор: Сергей Головнев

Источник: «БизнесЦензор»

Перевод: BusinessForecast.by

При использовании любых материалов активная индексируемая гиперссылка на сайт BusinessForecast.by обязательна.

Читайте по теме:

Оставить комментарий